純水動力型油氣藏

① 油氣藏分布的流體動力場

裂谷盆地油氣富集在宏觀上是由地層壓力、浮力、水動力、構造應力等因素控制的流體動力條件綜合作用的結果。壓力場、地溫場和地應力場的分布及彼此相互耦合的關系直接影響著油氣的運移與聚集。

圖6-14 阿南凹陷層序地層劃分示意圖

構造油氣藏一般發育在相對構造高部位且大多處於成藏以來的長期繼承性的低能量區。地層岩性油氣藏的流體動力條件相對要復雜一些，成藏期地層岩性圈閉處於低能量區，由於不同類型的壓力系統形成及演化的差異，造成在現今的低能量區和高能量區地層岩性油氣藏均有分布。二連盆地岩性油藏既可以分布在低壓區，也可以分布在靜壓區域；既可以分布在低油勢區，也可以分布在高油勢區。

二連盆地巴音都蘭凹陷發育的巴10和巴19兩大岩性油藏都分布在低壓區，賽汗塔拉凹陷的賽66岩性油藏發育在該凹陷低壓體系的相對高壓部位；烏里雅斯太凹陷木日格岩性油藏主體處於靜壓區域，個別部位位於低壓區域；阿南凹陷的哈39等岩性油藏同樣發育在凹陷中央部位的靜壓區域。

二連盆地的構造油氣藏一般發育在現今相對低勢區，而岩性油氣藏的分布卻較復雜，有些岩性油氣藏發育在構造負向區、窪槽內及正向構造的翼部等相對高勢能區，有些卻位於相對油勢力低值區內。因此，在岩性圈閉的成藏過程中，從成藏期起一直處於低勢區或高勢區邊緣的相對低勢區的岩性圈閉是有利的成藏目標。另外，成藏期的低勢區有可能由於後期構造變動或沉積埋藏作用影響演變為高勢區，但圈閉內的油氣不會發生散失，仍可能為現今高勢區勘探目標。二連盆地吉爾嘎郎圖凹陷寶饒窪槽現今流體勢的高勢區分布著一批岩性油藏，如林4、林5、林7 等岩性油藏，因此，岩性油藏也可以分布在高勢區。相反，始終處於高勢能區的圈閉則只能靠毛細管力作用聚集油氣，很難形成大規模的油氣聚集。

② 油氣藏形成的條件和成因類型有哪些

在古生代海相盆地發育過程中,擠壓抬升作用使古隆起頂部地層遭受侵蝕,造成早期聚集油氣的大量散失,而古陸塊活動性大,地殼變形強烈,多期沉降的陸緣坳陷和陸內坳陷又有利於優質烴源岩堆積。擠壓抬升所形成的古隆起伴生有溶蝕孔洞和構造裂縫,可以改善儲層物性,使古隆起成為晚期生成油氣的有利聚集場所。中一新生代,中國大陸受到相鄰板塊的強烈作用,古老的海相盆地受到強烈改造和破壞,縮小了海相地層的有利勘探范圍;中—新生代構造和盆地疊加作用,則使古生界變形強烈、埋藏深度加大並且造成復雜的地貌,增加了海相油氣藏的勘探難度。但同時,中—新生代地層的覆蓋也是海相地層深埋生烴和古油藏保存的必要條件,在海相油氣封蓋層未受到嚴重破壞的地區,具有良好的油氣勘探前景。贊同2| 評論

③ 多姿多彩的油氣「庫」之四——隱蔽油氣藏是怎麼回事

隱蔽油氣藏是泛指在油氣勘探中難以識別和難以發現的油氣藏。它不是專指石油地質界所說的非背斜或非構造油氣藏，而是指那些不管什麼原因形成的所有的復雜而又難以識別和發現的油氣藏。

各種構造被眾多斷層切割而形成的復雜斷塊，因不同的沉積作用而產生的各種砂岩體以及由於地層超覆、不整合等地質因素形成的圈閉，還有一些特殊岩體，如生物礁灰岩、火山岩體、板岩裂縫等都可能成為隱蔽油氣藏。另外，往往還會由上述多種因素共同作用形成復合含油氣圈閉，如斷層與岩性、斷層與地層超覆、不整合等。與眾不同的還有岩體刺穿油氣藏和水動力油氣藏。前面提到的岩性與地層油氣藏從廣義上講，也屬於「隱蔽油氣藏」的范疇。

勝利東辛油田是個典型的復雜斷塊油田。在20世紀60年代勘探初期，鑽探背斜高部位，油少且稠，含油層忽高忽低、忽油忽水、忽輕忽重，探明其儲量費時費力。

火山岩油氣藏包括火成岩潛山風化淋濾型和溶蝕、裂縫型油藏，單個油藏不大，形態十分復雜，勘探之初很難識別，多屬勘探時的意外收獲。

復合型油氣藏在我國東部屢見不鮮，如斷層和濁積砂體復合油藏見於勝利油區梁家樓油田。斷層切割砂礫岩體形成的油藏見於勝利東營凹陷北帶鹽家、坨北地區及華北冀中的大興地區。斷層和地層復合型油氣藏見於任丘斷塊潛山油藏。

鹽丘泥丘油氣藏

復合油藏

認識了油、氣藏和油、氣田類型的復雜性及其形成的客觀規律，並利用這個規律去指導生產實踐，才能減少盲目性。如果孤立地、機械地看待油、氣藏的分類和形成原因，就會陷入形而上學的唯心主義，阻礙認識的深入和發展。用這種認識去指導生產實踐，必然導致錯誤和失敗。世界各國在油氣藏勘探中經歷了漫長曲折的道路的才認識到這一問題。

④ 岩性油氣藏成藏動力

現有的砂岩透鏡體成藏理論各家並不統一，國內外學者對透鏡體成藏的微觀機理的認識還存在著很大分歧，特別是成藏動力方面，有的學者趨向於毛管壓力作用下油氣由生油岩進入大孔隙的儲集岩中；有的學者認為烴濃度差是透鏡體成藏的根本動力；而有人認為剩餘圍岩壓力是主要動力；國外有的學者卻認為未知重力運動使油氣聚集成藏。目前，關於主動力的問題仍是爭論的焦點。實際上，透鏡體成藏並不是單純的一個或兩個動力下促使油氣聚集的，它是在過程復雜、動力類型多樣、相互作用、復合動力的條件下完成的油氣運聚成藏過程。

（一）異常高壓

1.異常高壓的石油地質學意義

地層中的異常流體壓力的存在是沉積盆地中的常見現象。大量的油氣勘探與開發實踐充分表明，超壓是油氣排出、運移和聚集的重要動力之一，且超壓與油氣生成、保存及成岩－成礦、流體流動密切相關。東部斷陷盆地壓力場絕大多數發育古流體異常高壓，而且現今仍多數保留部分異常壓力。伸展盆地構造應力多改變流體壓力梯度。流體壓力封存箱中流體幕式壓裂造成幕式排烴，幕式構造活動引起幕式油氣運聚。因此，異常高壓是成藏動力系統中油氣排出、運移的原始動力。

2.異常高壓分布與形成

（1）異常高壓的分布

1）縱向特徵

根據實測和計算的地層壓力，東營凹陷現今地層流體壓力存在兩種狀態，即正常壓力和異常高壓力，一般上部地層為正常壓力系統，下部地層處於異常高壓系統，界線在2200m左右（圖2-26）。

圖2-26 東營凹陷地層壓力、壓力系數與深度關系圖

東營凹陷超壓現象較為普遍。從壓力－深度交會圖（圖2-26a）上可以看出，不同的深度，壓力梯度變化較大，2200m以上地層壓力基本保持在靜水壓力帶附近，為正常壓力；隨埋深增加，地層壓力逐漸偏離靜水壓力，為正常壓力與異常壓力過渡帶（2200～3300m）；到3300m以下則主要是超壓分布段。而壓力系數－埋深交會圖（圖2-26b）則顯示，壓力系數縱向上基本可分為兩個帶：2200m以上壓力系數較集中於1.0附近；2200m以下壓力系數開始集中在0.9～1.7之間，1.0附近壓力系數較密集，壓力系數大於1.2的點逐步增加。總體上，東營凹陷以超壓為其主要壓力特徵。

圖2-27 純47井異常壓力剖面

在單井剩餘壓力剖面上，剩餘壓力隨深度的增加逐漸增大，且具有旋迴性。每一個剩餘壓力的高峰對應一個壓力封存系統，層位上對應於沙三段和沙四段，最高峰與沙三段中、下亞段和沙四段上亞段烴源岩層相一致（圖2-27）。也就是說，沙三段中、下亞段和沙四段上亞段烴源岩均存在流體異常高壓。根據濟陽坳陷流體異常高壓的成因，推論兩類烴源岩在生、排烴期也存在異常高壓。

2）平面特徵

東營地區的4套目的層的壓力系數主要集中在0.9～1.1之間，表現為正常壓實的特徵。對比4個層段壓力系數，沙三段中、下亞段和沙四段上亞段的壓力系數分布區間大，沙三段上亞段壓力系數分布集中在0.9～1.2之間，說明地層壓力普遍正常，很少顯示高壓異常；沙三段中亞段地層壓力系數主要分布在0.9～1.6之間，絕大多數仍然在0.9～1.1之間，說明大部分地層壓力正常，同時普遍也有超壓；沙三段下亞段地層壓力呈現雙峰態，主要分別集中在0.9～1.3和1.4～1.9之間，可見，沙三段下亞段是高壓發育最典型的地層；沙四段上亞段的壓力系數主要在0.9～1.6之間，也是普遍高壓，但是從統計圖能夠看出，高壓所佔的比重更大。對比4個目的層，高壓主要出現在沙三段中、下亞段和沙四段上亞段，最典型的是沙三段中亞段和沙三段下亞段。

利津、牛庄、民豐窪陷高壓帶的范圍較大，且壓力系數非常高，尤其是利津窪陷北坡和牛庄窪陷，而博興窪陷壓力系數開始減小，整區基本處在高壓異常控制之下（圖2-28），低壓僅在凹陷西部出現，中部喬莊周圍地區和凹陷東部有兩片常壓區，其餘地區全為高壓環境。

圖2-28 東營凹陷沙三段下亞段壓力系數等值線圖

（2）異常高壓的成因機制

研究認為，東營凹陷壓力封存箱的形成機制主要有3種。

東營凹陷古近系超壓現象非常明顯，低壓現象也有所分布，但不佔重要地位。Es₂及以上地層主要為正常壓力系統，僅有個別地區零星分布一些很局限的異常壓力區；從Es₃開始普遍發育地層異常高壓，尤其是在

和Es₄更是大面積分布高壓區，超壓程度又以牛庄窪陷和利津窪陷最強，博興窪陷和民豐窪陷相對較弱。

據資料，區內異常高壓帶的分布范圍與模擬生烴量的分布區間、蒙伊混合帶及烴源岩體有很好的對應關系。

東營凹陷沉積發育有大套暗色泥岩，其沉積中心與異常高壓中心一致。泥岩在壓實過程中，隨著埋深的增加，泥岩的孔隙度和滲透率降低，封閉性增強，孔隙水排出困難，壓力難以釋放，造成了欠壓實，從而引起了異常高壓。而凹陷中部砂岩相對較少，使得異常高壓泥岩遍及凹陷中的大部分深窪區。資料顯示，利津窪陷和牛庄窪陷的泥岩欠壓實程度較強，民豐窪陷和博興窪陷的泥岩欠壓實程度較弱。

東營凹陷蒙脫石向伊利石轉化的深度大致發生在1600～3200m，迅速轉化集中在2800～3100m，這與該區異常高壓帶出現的深度基本一致。在此過程中，蒙伊轉化大量脫水，增加了孔隙流體壓力，引起異常高壓。同時在這一深度范圍內，凹陷內烴源岩具有較高的生烴潛量，與產生異常高壓的深度重合，乾酪根大量熱降解生成烴，增加了孔隙流體體積，引起異常高壓。

另外，牛庄和博興兩窪陷具有較高的地溫異常，岩石骨架與流體受熱膨脹，水熱增壓又對該區超壓起到一定的促進作用。而民豐、利津窪陷則基本處於常溫甚至低溫環境。顯然，該區的超壓與水熱增壓關系不大。

可見，超壓形成的最初因素主要是差異壓實，而後蒙伊轉化排出的大量層間水、烴類生成及其相態轉化都不同程度地促進了超壓的產生。東營凹陷

薄層粉砂質泥岩在壓實成岩過程中排水充分，形成緻密層；

及EK發育一套巨厚的鹽岩、石膏層，它們分別形成了高壓帶的頂、底封閉層，加上邊界控盆斷層的封閉，對異常壓力的形成均起到了積極的作用。

3.歷史時期地層壓力的演化與油氣充注

地質歷史時期地層流體壓力的恢復是油氣成藏動力學研究的關鍵內容之一。地層古流體壓力恢復包括源岩和儲層兩個方面，即烴源岩在地質歷史演化過程中的古流體壓力、儲層中含烴流體充注時的古流體壓力。

東營凹陷沙三段中、下亞段烴源岩發育異常高流體壓力，地層流體壓力和流體壓力系數隨深度增加而增大（圖2-29），這與烴源岩隨深度增加欠壓實作用特別是生烴作用增強有關。

沙三段下亞段頂界面壓力系數分布圖可以看出（圖2-30～圖2-33），壓力系統呈環狀結構分布。內環異常高壓系統的規模在沙三段中亞段明顯擴展，在利津窪陷發育了異常高壓系統，不僅分布范圍廣泛，壓力系數更是可以達到1.9左右。牛庄窪陷的異常高壓系統顯著擴大。中環高壓異常系統的發育規模也有擴展，並且利津、牛庄、民豐窪陷的高壓系統連成一片。雁列式斷裂帶的泄壓分隔作用大大減弱，僅在東段存在泄壓現象。博興窪陷的壓力系統依然不甚發育。沙三段下亞段的異常高壓在沙一段沉積末期就有少量出現，僅局限於牛庄凹陷，壓力系數在1.38～1.4之間。東營沉積末期異常高壓范圍不斷增加，壓力系數隨之增大，在利津窪陷、牛庄窪陷和博興窪陷形成3個異常高壓系統，最高壓力分別為1.9、1.8和1.6。

根據以上原理及圖示，對於現今3200m的沙三段中、下亞段烴源岩，在明化鎮組沉積末期大量排烴時的深度大概為2900m，則當時的地層古流體壓力為31.9～41.7MPa、平均值為37.5MPa，壓力系數為1.10～1.45、平均值為1.29。該值代表的是烴源岩層流體壓力動態平衡值，一般小於烴源岩大規模排烴時的古流體壓力。即便如此，烴源岩排烴時的古流體壓力也具有相當大的異常高值，這對於岩性體油氣成藏來說，具有非常重要的意義。在烴類生成等機制下產生的異常高壓，在烴類排出的時候，特別是沙三段下亞段和沙四段上亞段烴源中生成的油氣進入到上部沙三段中亞段來說，異常高壓取著非常重要的作用。

圖2-29 東營凹陷沙三段中、下亞段烴源岩地層流體壓力與深度關系圖

根據流體包裹體資料，東營凹陷至少經歷了3次油氣充注（早期充注期、主要充注期和晚期充注期），主要的油氣充注時期不早於5Ma。根據坨711井的埋藏史和生烴演化史並結合該井的流體包裹體的均一溫度測試數據（圖2-34），將該井的早期油氣充注和主要的油氣充注與臨近的坨71井地層壓力演化進行對比（圖2-35），可以看出壓力的積累階段與流體的充注之間有很好的對應關系。主要充注期時的壓力的快速積累為東營凹陷晚期油氣快速成藏提供了充足的動力。

砂岩岩性圈閉含油性定量評價技術：以東營凹陷為例

砂岩岩性圈閉含油性定量評價技術：以東營凹陷為例

砂岩岩性圈閉含油性定量評價技術：以東營凹陷為例

砂岩岩性圈閉含油性定量評價技術：以東營凹陷為例

圖2-34 坨711井流體包裹體均一溫度統計

圖2-35 東營凹陷壓力演化與油氣充注關系圖

（二）烴類生成產生的膨脹力

Barker（1978）、McAullife（1979）等研究油氣初次運移時，提出了孔隙中心網路運移說。由於粘土表面有結構水存在，單個烴分子被排擠到水與粘土表面之間吸附力最弱的孔隙中心部分，不斷進入的烴分子則都集中在孔隙的中心部分。在實際的生油過程中，這種情況和可能是新生成的烴最初吸附在乾酪根表面，當烴不斷增加時則逐漸生長到孔隙中，在外層結構水解吸側向運移的同時，慢慢與臨近乾酪根所生成的烴連成一體形成網路（圖2-36）。由於粘土片狀顆粒填積時極不規則，造成頁岩孔隙的大小極不均勻，在大孔隙中沒有足夠的烴連接成網路（圖2-37a中A、B兩處）；隨埋深的增加地溫不斷升高，孔隙中的水和其他流體不斷膨脹形成頁岩內部的壓力，並隨烴的生成，這種壓力越來越大，最終在頁岩內部高壓作用下將油從孔隙中擠出（圖2-37b）。

隨埋深的增加，烴源岩中乾酪根不斷熱解和裂解生烴，產物增容引起孔隙中的流體體積不斷增加，流體不斷膨脹形成源岩內部壓力，即為膨脹壓力。封閉層系內由乾酪根生成的烴類、水和非烴氣體，其體積要比原來有機質的體積大2～3倍，引起孔隙流體壓力大幅度提高。這種壓力是由源岩中部向儲層方向遞減的，是促使油氣排運的重要動力，排油方向是從生油層向儲集層。

（三）烴類生成產生的擴散力

Leythaseuser（1982）認為，擴散是油氣排運的一種普遍形式。Stainforth（1990）提出了乾酪根網路擴散排烴地質模式（圖2-38）。這一模式不僅能夠成功地解決源岩初次排烴的動力、通道、相態、方向等重要問題，而且較好地融合了乾酪根網路排烴（McAullife,1978）和擴散排烴（Leythaseuser,1987）兩種機理。他們都一致認為：輕烴（主要是氣態烴）通過擴散作用，在飽和了水的母岩孔隙中進行最初階段的短距離（幾分米或兒米）運移是很有效的。母岩中的氣態烴首先向儲層界面、斷層、與斷層或儲層相通的裂縫系統以及粉砂岩透鏡體擴散運移，到達儲層或裂縫系統後，再以其他方式進行運移直到最後聚集為止。雖然分於擴散是天然氣進行初次運移的一沖有效過程，也能夠在地質時期內從母岩個逸出達到工業氣藏的數量，但是由於擴散作用的性質決定了它本身不可能是形成天然氣聚集的一種機理。因此，擴散作用在整個運移和聚集過程中只是一個初期的、輔助的過程。

圖2-36 隨埋深增加，石油在孔隙中心形成網路（據Barker,1978）

圖2-37 在鄰近砂岩的頁岩中孔隙中心網路里石油的可能分布（據Barker,1978）

a—3048m和80℃情況下，油和水的分布；b－埋深4267m和115℃時，由於孔隙A和B處水體膨脹導致部分石油的排出

圖2-38 有機網路擴散排油模式（據Stainforth,1990）

多孔介質中由於濃度差而發生擴散作用。當生油層中含烴濃度比周圍岩石高，烴的擴散方向由生油層指向圍岩，與油氣的運移方向一致，因此它是進行初次運移的一種動力。雖然擴散作用在物質運移方面的效率比較低，但只要有濃度差的存在，擴散作用就無時無刻不在發生，甚至在異常高壓下也能毫無障礙地進行。因此，在漫長的地質時期，它是一種不可忽視的動力。在地質條件下，擴散作用通常和毛細管力、流體膨脹力相伴隨一起作用，可以說，後兩者是在擴散作用的基礎下，產生作用推動油氣的運移。

（四）砂泥岩界面的毛管壓力差

油氣藏孔隙可視為一種復雜的毛細管系統，在該系統內，不相溶的多相流體的滲流不僅與壓力、阻力、重力等相關，而且與各相之間在接觸面上的作用密切相關。在油層中，流體流動的空間是岩石顆粒間形成的大小不等、彼此曲折相通的復雜微小孔道。這些孔道可視為變截面且表面粗糙的毛細管，而整個儲層岩石則可視為由這些毛細管為基本單元構成的一個多維的相互連通的毛細管網路。

不相溶的兩相流體在毛細管中的毛管壓力是由兩相間界面張力而引起的。因此，毛管壓力定義為：在兩種互不混溶流體的彎曲界面上，兩邊流體承受的壓力不同，凹面以側流體所受壓力要比對面流體所受壓力大，在毛細管中的這一壓力差叫毛細管壓力。毛細管壓力總是指向非潤濕相，在親水介質中油是非潤濕相，毛細管指向油。在沉積岩中，一般水是潤濕相，油是非潤濕相。

毛管壓力究竟是流體運動的動力還是阻力的問題，長期以來一直是人們爭論的問題。實際上毛管壓力對流體運動的作用要視具體情況而論（Berg,1975）。在Berg的示意圖中（圖2-39）,A處油滴處於平衡狀態，毛管力不起作用；B處在浮力作用下油滴向上運移，孔隙和喉道間的毛管力差為阻力；C處毛管壓力差為0，無毛管阻力；D處孔隙和喉道間毛管壓力差作用油滴向上運移，毛管壓力差為動力。

圖2-39 油珠在儲層中的運移示意圖（據Berg,1975）

源岩中生成的油氣首先被乾酪根自身吸附殘留，乾酪根在源岩中的分布呈網路狀（McAullife,1979）。源岩中生成的油氣在孔隙中心逐漸積累，當數量較多時足夠使孔隙中心的油氣彼此連接成管路網路後，源岩後生成的油氣就能順著孔隙中心油氣構成的管路克服毛細管力向外排運。在這種情況下，毛細管作用力構成了源岩向外輸送油氣的動力（Barker,1980）。

毛細管作用既是油氣向外排運的阻力，也是油氣向外排運的動力。如何作用取決於源岩內是否產生了足以飽和源岩殘留需要的油氣。在源岩內產生和殘留足夠量的油氣之前，毛細管力對油氣排運起阻礙作用；在源岩內產生和殘留足夠量的油氣之後，毛細管力對油氣排運起積極作用。毛細管力的作用是控制油氣殘留和大量油氣排運的重要因素。

Margara（1975,1986）在研究初次運移的機制時提出，毛管壓力是烴源岩中生成的油氣向儲層中初次運移的動力。Berg（1975）依據對地層條件下的油氣運移條件研究後認為，毛管壓力是導致油氣自圍岩進入孤立砂岩體的主要動力，在地層條件下，因壓實作用使孤立砂體周邊的圍岩變得越來越緻密，孔喉半徑遠遠小於較其包圍的孤立砂體的孔喉半徑，二者之間存在的毛管壓力差使油氣自外向內運移。

地下實際岩石的孔隙空間是由大小不同的毛細管組成，泥質生油岩也多屬於不均一潤濕孔隙介質，部分親水、部分親油，孔隙流體也是有油也有水。初次運移的最終方向總是指向儲層的。因此，油氣在毛細管組成的三維空間中運移，必然經過不同管徑的毛細管，產生毛管壓力差，可以直接把生油層親水部分細小毛細管中的油排替到鄰近的儲層中的較大孔隙內。同時在生油岩中親水部分內，也可以把油從細小毛細管中排替到較大孔隙內，使其相對集中更有利於進一步運移。李明誠等（1980）也認為：由於不同管徑產生的毛細管壓力差，可以直接把生油層親水部分細小毛細管中的油排替到鄰近的儲層中的較大孔隙中去。同時在生油層親水部分內，也可以把油從細小毛細管中排替到較大孔隙內，使其相對集中有利於進一步運移。可見在這兩種情況下，毛細管力對初次運移是有積極意義的。

在岩性油氣藏的砂泥岩接觸帶，砂岩孔隙大，泥岩孔隙小，大小孔隙之間存在毛細管力的差異。油氣在烴源岩中排運的路徑是由粗細不均的孔隙和喉道組成的（圖2-40）。油相在孔喉體系中所受的毛細管壓差的大小和方向，取決於連續油相前後兩端油水界面的曲率，即毛細管壓差總是由連續油相曲率半徑小的一端指向曲率半徑大的一端（圖2-40）。因為標號1、2、3、4的各個曲頸兩側所產生的兩相界面的變形是相同的，所以在這些喉道兩側產生的毛細管壓差為0。連續油相兩端的毛細管壓差

，Δ

的大小和方向均與標號為1～4的中間段的孔喉形狀無關。在外力（此處為有機質生烴產生烴濃度差引起滲透力F和擴散力的作用）和毛細管力的作用下，當

時2透鏡體內有油氣的聚集成藏。在差異毛細管力的作用下，油氣首先從較大孔隙進入透鏡體中，因油氣的進入占據了砂岩透鏡體中的孔隙空間，使其中的孔隙水被替換出來，並從較小孔隙進入到泥岩中（圖2-41）。隨著上述過程的繼續進行，油氣不斷進入砂岩透鏡體中，砂岩透鏡體中的孔隙水不斷被置換出，直到砂岩透鏡體被油氣飽和為止。

圖2-40 毛細管壓力輸導油氣作用模式

圖2-41 砂—泥岩界面（油水界面）因毛細管力開始出現油水交替

對於砂岩透鏡體油氣藏而言，該類油氣藏的成藏機理與國內外學者研究的油氣初次運移的機制並不完全一致。由於透鏡體被烴源岩包裹，處於同一壓力系統內。隨埋藏深度的增加，泥岩內形成異常高壓的同時，砂岩內也存在異常高壓，且體系內壓力最終達到平衡（這就是為什麼許多砂岩透鏡體油氣藏是異常高壓油氣藏的原因）。砂岩體和周圍的泥岩並不存在異常壓力差，砂岩和泥岩孔隙中的水均排出不暢。系統的異常高壓，不但促使泥岩內而且也使砂岩內形成微裂隙。微裂隙的分布仍然在縱向上具有一定的深度區間，橫向上具有區域性。微裂隙的產生，使得該時期泥岩連通孔隙基本上以微裂隙為主，增加流體流動的通道，促使流體的運移。透鏡體內油氣的聚集成藏並不需要在烴源岩中生成的油氣大規模的運移，可以說仍然是烴源岩內部油氣流動的問題。

⑤ 連續型油氣藏的概念與類型

一、連續型油氣藏提出的背景

國外很早就注意到連續型氣藏的特徵，最早認知的連續型氣藏屬於緻密砂岩氣藏，1927年發現於美國的聖胡安盆地，並於20世紀50年代初最早投入開發，當時人們稱之為隱蔽氣藏。1976年在加拿大西部阿爾伯達盆地發現了埃爾姆沃斯巨型深盆氣藏;1986年，Rose等在研究Raton盆地時，首先使用了「盆地中心氣」這一術語(Law，2002);20世紀90年代以後，中國學者還提出過深盆氣、深部氣、根緣氣、深盆油、向斜油等概念(表1-5);1995年美國聯邦地質調查局提出了「連續油氣聚集」的概念(Gautier et al.，1995;Schmoker，1995);2006年美國聯邦地質調查局提出了深層氣、頁岩氣、緻密砂岩氣、煤層氣、淺層砂岩生物氣和天然氣水合物等6種非常規圈閉天然氣，統稱為連續氣。

二、連續型油氣藏的內涵及中國連續型油氣藏的特點

威爾遜1934年提出並預測，存在「閉合式」和「開放式」兩大類油氣藏，但認為「開放式」油氣藏無工業價值(鄒才能等，2010a)。Schmoker於2005年提出，連續油氣聚集是那些具有很大儲集空間和模糊邊界的油氣聚集，其存在不依賴於水柱壓力(Schmoker，2005)。連續型油氣藏與常規圈閉油氣藏本質區別在於圈閉界限是否明確、范圍是否穩定、是否具有統一油氣水界面與壓力系統;也可以說前者是「無形」或「隱形」圈閉，以大規模儲集體含油氣形式出現，後者是「有形」或「顯形」圈閉，圈閉邊界明確。也可把整個聚集連片的儲集體(緻密砂岩、煤岩、泥頁岩、凍土帶等)內的油氣視為單個大油氣藏。

連續型油氣藏基本內涵是:在大范圍非常規儲集體系中油氣連續分布的非常規圈閉油氣聚集，它與傳統意義的單一閉合圈閉油氣藏有本質區別，也可稱之為非常規圈閉油氣藏(場)。連續型油氣藏強調油氣分布連續或准連續，在盆地中心、斜坡等大面積「連續」分布，且局部富集;主要發育於非常規儲集體系之中，儲集空間大，以自生自儲為主，多為一次運移或短距離二次運移，主要靠滲透或擴散方式聚集，浮力作用受限，非達西滲流為主;缺乏明顯圈閉界限，無統一油氣水界面和壓力系統，流體分異差，含油氣飽和度差異大，油、氣、水常多相共存;儲量主要按井控區塊計算;開采工藝特殊，需針對性技術。其與常規圈閉油氣藏的形成機理、分布特徵、技術方法等有顯著不同。

中國的大地構造演化和沉積環境與國外有較大差異，根本差異表現為我國構造演化過程復雜，大多經歷了多旋迴演化過程，同時，我國陸相地層較發育，岩性、岩相變化大。地質背景的差異性，導致我國連續型油氣藏特徵呈現出一定的特殊性，主要體現在構造動力學背景、沉積環境、烴源岩分布、沉積物分選性、儲層均質性、滲流機制和油氣水關系等方面(表2-1)。

表2-1 中國與國外非常規油氣藏特徵對比

三、連續型油氣藏分類

以往研究連續型油氣藏，都是據當時勘探發現所涉及的領域和類型進行的，目前，國內外還沒有提出連續型油氣藏的分類方案。本書根據連續型油氣藏的特徵，初步提出幾種分類方案，見表2-2。

表2-2 連續型油氣(藏)分類

中國非常規油氣資源豐富、類型多樣(表2-3)，包括連續型和斷續型兩類。連續型和斷續型非常規石油資源豐富，分布廣泛，以連續型為主，非常規天然氣發育，分布廣;斷續型如稠油、瀝青(中國東部古近-新近系重質油，南方中、古生界瀝青脈)、油砂(准噶爾盆地西北緣風城地區)等。

表2-3 中國連續型油氣藏的主要類型與分布

續表

⑥ 油氣藏如何形成的

石油和天然氣的生成、運移和聚集是油氣藏形成過程中密切相關的三個階段。儲集層、圈閉構造和油氣的運移是油氣藏形成不可缺少的條件。本節將介紹油氣的生成、儲集層、油氣的運移、圈閉以及油氣藏的類型等內容。

一、油氣的生成石油和天然氣的主要成分是碳氫化合物。它究竟是怎樣生成的？過去曾有多種說法，但基本上可以歸納為兩種，即有機成因說和無機成因說。

1.無機成因說無機成因說認為，石油是在地殼深處高溫、高壓下，由無機碳和氫經過化學作用而形成的。在實驗室中，通過無機合成可將簡單的碳和氫的化合物合成為石油；另外，在火山噴出的氣體和熔岩流中也含有烴類；許多無機體上也有烴類存在。無機成因說大致包括乙炔說、碳化物說、宇宙說、岩漿說等。

無機成因學說主要是以在特殊實驗條件下可以合成石油的化學反應現象和對地球內部物質的假定為依據的，因而不能被大多數學者接受。但在人們能洞悉地球內部結構之前，無機成因說的存在有利於加深對石油成因的認識，對石油成因的研究有一定的促進意義。

2.有機成因說有機成因說認為，石油和天然氣是在一定條件下由沉積岩中的有機物質轉化而來的。其主要證據是：第一，世界上已發現的油氣田99%以上都分布在沉積岩中；第二，石油具有生命有機物質所特有的旋光性；第三，石油中存在有生物標志化合物；第四，在實驗室中利用生物的脂肪、蛋白質、碳水化合物可以獲得烴類物質；第五，石油成分的復雜性；第六，在近代海相和湖泊相沉積中發現了有機物質轉化為油氣的過程等。

油氣有機成因的現代科學理論認為，原始有機物質在一定的環境和條件下被埋藏下來，在一定的深度、溫度等適宜條件下，經歷了生物化學、熱催化、熱裂解、高溫變質等階段，陸續轉化為石油和天然氣。根據成油深度上的差別，有機成因說又可分為淺成說和深成說。前者認為油氣是在沉積埋藏不深的早期形成的，而後者則認為油氣是有機質埋藏到一定深度、溫度條件下才形成的。

3.生成油氣的原始物質石油成因理論雖然很多，但石油有機成因說目前普遍為人們所接受。大量的有機物質是油氣生成的物質基礎；而促使有機物質保存，並向油氣轉化的條件是外因。生成油氣的有機物質是海洋和湖泊中的動、植物遺體，其中以水生的浮游生物(如魚類、藻類)和各種微生物(有孔蟲、介形蟲)等富含脂肪、蛋白質、碳水化合物的有機質為主。這些生物遺體的大部分，或是成為他種生物的食料，或是變為二氧化碳而游離於大氣之中，只有很少部分隨著細小的沉積物沉積於海洋或湖泊的低窪地帶。盡管如此，只要考慮到生物界的廣泛性、繁殖速度快以及時間長久等因素，地球上的有機物質在數量上是能夠滿足大量的油氣生成的。

進入沉積物中的有機物質，在缺乏氧氣的環境下得以保存。隨著環境的還原程度不斷加強，有機物質在一定的物理、生物化學作用下進行分解，完成「去氧加氫、富集碳」的過程，形成分散的碳氫化合物——石油和天然氣。

4.生油層能夠生成石油和天然氣的岩層，稱為生油氣岩或生油氣母岩、生油氣源岩(簡稱生油岩)。由生油氣岩組成的地層，即為生油氣層(簡稱生油層)，這是自然界生成石油和天然氣的實際場所。沉積岩中的泥岩、頁岩、砂質泥岩、泥質粉砂岩、碳酸鹽岩等細粒均可組成良好的生油層。根據岩性不同，生油岩分為兩大類——泥質生油岩和碳酸鹽岩生油岩。這些細粒的生油岩是在較寧靜的水體中沉積下來的。這種環境也適於生物的大量繁殖。另外，有機質沉降到海底、湖底後，被細粒岩石埋藏，有利於保存下來。

生油岩的顏色以褐、灰褐、深灰、黑色等暗色為主，灰、灰綠色次之。這里所說的顏色不是沉積岩的繼承色或次生色，而是能反映當時沉積環境和有機質豐度的原生色。暗色常反映沉積時的還原環境。這使大量有機質得到保存，使鐵元素處於低價狀態；紅色常反映氧化環境，它使有機質遭受氧化，破壞殆盡。

生油層的分布受岩相古地理條件所控制。生油層皆是有規律地出現，並與一定的岩相帶有關。對於湖相來說，較深、深湖相是主要的生油相帶。那裡沉積了細粒的泥質岩類。由於水體較深，具有靜水沉積、水流弱、波浪小、還原環境等有利的生油條件。大量低等生物的繁殖，是形成良好生油層的基礎。對海相來說，淺海相或潮間低能相帶、潮下低能帶的碳酸鹽岩層和泥質岩層具備良好的生油條件。這些區域深度不大、水體寧靜、陽光充足、生物茂盛，岩石富含生物化石和有機質。我國四川盆地的二疊系和三疊系的碳酸鹽岩地層，就是淺海相碳酸鹽岩生油層的例子。

二、儲集層和蓋層大量油氣勘探及開發實踐，糾正了人們最初以為地下有油湖、油河之類的錯誤認識。逐漸知道石油和天然氣不是儲存在地下的什麼油湖、油河之中，而是儲存在那些具有相互連通的孔隙、裂隙的岩層內，好像水充滿於海綿里一樣。

具有一定孔隙度和滲透性，能夠儲存油氣等流體，並可在其中流動的岩層稱為儲集層。儲集層具備兩個基本特性——孔隙性和滲透性。

1.儲集層岩石的孔隙性和滲透性1) 孔隙度儲集層岩石是由大小不一的岩石顆粒、礦物顆粒膠結而成的。被膠結的顆粒之間存在著微細的孔隙，如同我們常見的建築上用的磚一樣。把一塊3kg的磚放在水中浸泡以後再稱重，它就可能變成3.5 kg，其中增加的0.5 kg是因為水浸入到了磚的孔隙中。同樣道理，油氣就儲存在油層岩石的孔隙里。為了衡量儲集層岩石中孔隙總體積的大小，提出了孔隙度的概念，用以表示岩石中孔隙的發育程度。

儲集層岩石中孔隙的總體積占岩石總體積的比值叫做孔隙度。用百分數表示，即：

圖2-19油氣藏示意圖

在目前技術和經濟條件下，具有開采價值的油氣藏為工業性油氣藏。西方國家稱之為商業性油氣藏。但這個概念是隨著國家的需要和技術條件的不同而變化的。當國家急需油氣的時候，不具工業價值的油氣藏也要開采，此時經濟價值就處於從屬地位了。

2.油氣藏的類型據有關資料記載，世界上已經發現的油氣藏有數萬個，類型多種多樣。為了更有效地指導勘探和開發油氣資源，有必要對已發現的油氣藏進行科學分類。目前國內外使用的油氣藏分類方法很多，歸納起來有四種。

(1)根據日產量大小分為高產油氣藏、中產油氣藏、低產油氣藏和非工業性油氣藏。

(2)根據油氣藏形態可分為層狀油氣藏(如背斜油氣藏)、塊狀油氣藏(如古潛山油氣藏)和不規則油氣藏。不規則油氣藏中油氣分布無一定形態，如斷層油氣藏、地層油氣藏和岩性油氣藏等。

(3)根據烴類組成可分為油藏、油氣藏、氣藏和凝析氣藏。圈閉中烴類只以液態形式存在的稱為油藏；圈閉中既有液態的油，又有游離的天然氣則稱作油氣藏；圈閉中只有天然氣存在的稱為氣藏；在高溫高壓的地層條件下，烴類以氣態存在，開采時隨著溫度和壓力的降低，到達地面後成為凝析油。這種氣藏稱為凝析(油)氣藏。

(4)根據圈閉成因可分為構造油氣藏、地層油氣藏和岩性油氣藏。油氣聚集在由於構造運動而使地層發生變形或變位所形成的圈閉中，稱為構造油氣藏；油氣聚集在由於地層超覆或不整合覆蓋而形成的圈閉中，稱為地層油氣藏；油氣聚集在由於沉積條件的改變導致儲集層岩性發生橫向變化而形成的圈閉中，稱為岩性油氣藏。

為了有利於勘探和開發，對油氣藏的分類應遵循兩條基本原則：第一，分類要有科學性，即分類要反映圈閉的成因類型和形成條件以便於尋求規律性；第二，分類要有實用性，能更有效地指導油氣的勘探和開發工作。

⑦ 、地殼運動、岩漿活動、水動力沖刷等因素是如何導致油氣藏破壞的

油氣藏的保存、破壞與再形成？（一）油氣藏的保存和破壞原來已形成的油氣藏，由於所處地質環境的變化而使其中的油氣部分或全部散失，或變成稠油瀝青的過程。1。引起油氣藏破壞的主要地質因素：地殼運動—圈閉完整性破壞；斷裂作用—油氣向上運移；構造抬升—油氣藏的蓋層遭剝蝕破壞—油藏埋深變淺—石油的氧化和生物降解；水動力沖刷、水洗原油—變稠變重。2.影響油藏保存的破壞作用 （1）地殼運動：①導致地殼上升剝蝕，油氣逸散；②產生斷層，提供油氣運移通道或破壞油氣藏 ③導致溢出點抬高或地層傾斜方向變化，油氣重新分布—形成次生油氣藏。（2）岩漿活動：大規模岩漿活動對油氣藏的保存不利。高溫岩漿侵入油氣藏，油氣遭受烘烤，油氣藏遭破壞；在油氣藏形成以前，岩漿活動可提供熱源，有利於有機質成熟演化；岩漿冷凝後，可形成良好的儲集體或遮擋條件。（3）水動力環境：水動力強①將油氣沖走②攜帶氧氣，使石油氧化變質③水洗作用，使原油變稠變重。所以相對穩定、停滯的水動力條件有利於油氣藏保存。（4）生物降解作用：油氣藏埋深較淺：微生物有選擇性消耗某些烴類組分—使原油變稠變重。3.良好的油氣藏保存條件：地殼運動：不劇烈；水動力活動，岩漿活動：弱；埋深：不太淺。（二）油氣藏的再形成1.油氣藏再形成的模式：（1） 斷裂破壞原圈閉，油氣沿斷裂運移，在淺層圈閉中形成次生油氣藏。（2）？2.地殼運動改變了原有圈閉的形態，油氣部分向外溢出或全部轉移，在新的圈閉中聚集成藏。3.熱變質作用：油藏石油高溫裂解導致的油氣再分布。

⑧ 多姿多彩的油氣「庫」之四—隱蔽油氣藏指的是什麼

隱蔽油氣藏是泛指在油氣勘探中難以識別和難以發現的油氣藏。它不是專指石油地質界所說的非背斜或非構造油氣藏，而是指那些不管什麼原因形成的所有的復雜而又難以識別和發現的油氣藏。

各種構造被眾多斷層切割而形成的復雜斷塊，因不同的沉積作用而產生的各種砂岩體以及由於地層超覆、不整合等地質因素形成的圈閉，還有一些特殊岩體，如生物礁灰岩、火山岩體、板岩裂縫等都可能成為隱蔽油氣藏。另外，往往還會由上述多種因素共同作用形成復合含油氣圈閉，如斷層與岩性、斷層與地層超覆、不整合等。與眾不同的還有岩體刺穿油氣藏和水動力油氣藏。前面提到的岩性與地層油氣藏從廣義上講，也屬於「隱蔽油氣藏」的范疇。

勝利東辛油田是個典型的復雜斷塊油田。在20世紀60年代勘探初期，鑽探背斜高部位，油少且稠，含油層忽高忽低、忽油忽水、忽輕忽重，探明其儲量費時費力。

火山岩油氣藏 包括火成岩潛山風化淋濾型和溶蝕、裂縫型油藏，單個油藏不大，形態十分復雜，勘探之初很難識別，多屬勘探時的意外收獲。

復合型油氣藏 在我國東部屢見不鮮，如斷層和濁積砂體復合油藏見於勝利油區梁家樓油田。斷層切割砂礫岩體形成的油藏見於勝利東營凹陷北帶鹽家、坨北地區及華北冀中的大興地區。斷層和地層復合型油氣藏見於任丘斷塊潛山油藏。

多姿多彩的油氣「庫」之四—隱蔽油氣藏041.地層油藏 2.岩性油藏 3.背斜油藏 4.斷層油藏

復合油藏

認識了油、氣藏和油、氣田類型的復雜性及其形成的客觀規律，並利用這個規律去指導生產實踐，才能減少盲目性。如果孤立地、機械地看待油、氣藏的分類和形成原因，就會陷入形而上學的唯心主義，阻礙認識的深入和發展。用這種認識去指導生產實踐，必然導致錯誤和失敗。世界各國在油氣藏勘探中經歷了漫長曲折的道路的才認識到這一問題。

⑨ 水動力圈閉油氣藏

地下水攜帶油氣運移時，在含水岩系內與地層產狀發生變化、岩性不均一、厚度不等及地層不整合等因素結合使油氣聚集成藏，稱為水動力圈閉油氣藏。該類型油氣藏通常多呈單斜型和似構造鼻型。由前述地下流體勢可知，流體均沿著勢能減小的方向流動，所以水動力圈閉油氣藏只能存在於油勢和氣勢比較低的地方。研究水動力油氣藏的形成與類型時，一般從力場強度、測勢面和油(氣)-水界面等參數入手。

水動力與浮力是油氣二次運移的主要因素和動力。在水平地層的情況下，水動力與浮力垂直；在地層上傾的情況下，水動力與浮力方向一致；在地層下傾的情況下，水動力與浮力方向相反(水動力向下、浮力向上)。在水動力圈閉油氣藏中，水動力與浮力向合力的方向發展，因此石油與天然氣的等勢面(垂直油氣力場強度-E_o和E_g)向水的力場強度(E_w)遞減方向傾斜，即油(氣)水界面向水的力場強度降低的方向傾斜，油、氣等勢面與儲層頂面的構造等高線不再平行。在這種情況下，傾斜或彎曲的等油勢面(氣勢面)可以使靜水條件下不存在圈閉的部位，形成聚集油氣的圈閉。圈閉的閉合范圍可由閉合等油勢(等氣勢)線圈定。

前已述及，測勢面的形態反映了地下水在含水岩系內從一處向另一處流動勢能的變化情況。根據水勢(φ_w)近似於測壓水頭(h_w)的概念，利用h_w=Z+P/ρ_wg公式求得的h_w值，了解測勢面的變化特徵。在橫剖面圖上，當地下水處於靜止狀態時，由測壓水頭組成的測勢面為一條水平線；在平面圖上，測壓水頭值可構成區域測勢面等值線圖，藉以了解水等勢面的變化規律。

水動力油氣藏在儲集層中的位置，主要決定於水壓梯度、烴(油、氣)—水界面的傾斜度、水流方向及岩層傾角等因素之間的有效結合，它們是水動力圈閉形成的重要因素。

圖5-64 烴—水界面與測壓面關系示意圖

ΔL：1，2號井間距離；Δh_w：1，2號井間測壓(勢)面落差；Δh_H：1，2號井烴—水界面高差；β：水測壓面傾角；α：烴—水界面傾角；a：儲集層順水流向一翼的岩層傾角

在水壓梯度的作用下，地下水流動引起構造圈閉內的烴—水界面，沿著水流方向發生傾斜。從圖5-64看出，烴-水界面兩端的高差(相當於油氣藏垂直位移距離)Δh_H與測壓面落差(Δh_w)之間存在如下關系：

含油氣盆地水文地質研究

式中：ρ_w為水的密度；ρ_H為烴的密度(油的密度ρ_o，氣的密度ρ_g)；ρ_w/ρ_w-ρ_H為界面傾斜的加大系數；Δh_w為測勢面落差。

上述兩端同除以ΔL，得

含油氣盆地水文地質研究

含油氣盆地水文地質研究

因此，只要已知ρ_w和ρ_H和測勢面的傾斜度(斜率)，即可計算出烴—水界面的傾斜度(傾角)。

對油藏而言，油-水界面的傾角為：

含油氣盆地水文地質研究

對氣藏而言，氣-水界面的傾角為

含油氣盆地水文地質研究

由於石油和天然氣的密度不同(油的密度大於天然氣的密度)所以，油-水界面的傾角大於氣—水界面的傾角)。根據上述公式，可以求出不同水壓梯度下，構造圈閉聚集油和氣所必需的最小岩層傾角(表5-28)。從表中看出，在同一水壓梯度下，天然氣聚集所要求的岩層傾角小於石油。

表5-28 圈閉中聚集油、氣所要求的岩層傾角最小值

圖5-65 水動力圈閉油藏形成機理示意圖

(據Hubbert，1953)

水動力圈閉油氣藏在儲集層內的形成，要求油(氣)—水界面的傾角；一是小於水流方向下游—冀(下端)的岩層傾角(a₂)，二是大於水流方向上游—冀(上端)的岩層傾角(a₁)；在勢能上必須是一個閉合的油(氣)低勢區(圖5-65)。

不具備圈閉條件的砂岩體，由於沿傾斜方向的滲透性有所變化，引發油-水界面傾斜度加大，有可能形成水動力圈閉油氣藏。E.C.達爾伯格用圖解的方式，表述了水動力圈閉油藏的形成過程(圖5-66)。當油-水界面順水流方向傾斜，其傾斜度(決定於傾角大小)與測勢(壓)面傾斜度差異不大時，在儲集層內不可能形成水動力圈閉油藏(圖5-66A，B，C)。隨著傾斜加大系數增加(大於5時)，在水流方向上方的儲集層頂部造成閉合的油勢低值區，形成水動力圈閉油藏(圖5-66D、E)。

圖5-66 隨油-水界面變化水動力圈閉油藏的形成過程

(據達爾伯達，1982)

國外報道過水動力圈閉油氣藏的實例。例如美國西得克薩斯州德拉瓦爾盆地的韋特油田(圖5-67)。油田是在該區以單斜狀向東傾斜(每公里約19m)的德拉瓦爾山系砂岩中形成的。在5km左右的一段地層中傾斜度為10m/km，過此段地層向東復又增大。但該處並無斷層存在，該區北部、西北部和西南部的滲透性較好。認為油田為水動力圈閉，這種圈閉是由從德拉瓦爾山脊向東流動的地下水造成的。地下水在砂岩中的流動方向與油藏的傾斜方向一致，在剖面上呈懸掛式。

水動力圈閉油氣藏，在我國陸相沉積盆地中通常多與地層、岩性、斷裂等結合形成復合型圈閉類型。主要出現在地層產狀發生變化、彎曲變形的似鼻狀構造和撓曲帶上以及儲集層岩性不均一，岩性與厚度變化比較大的單斜帶上。酒泉西部盆地的單北油田，正是上述因素綜合作用形成的以水動力圈閉為主體的油藏。該油田位於盆地北部斜坡帶上，為區域性南傾的單斜，局部發育有撓曲和不甚明顯的鼻狀構造。主要儲集層為漸新統火燒溝組的砂岩，在橫向上孔隙度和滲透率有較大的變化(孔隙度為16%～27%，滲透率為(10～600)×10^-3μm²)，並由向盆地內部(南)岩石粒度變細、物性相對變差的趨勢。油源來自南部的台北凹陷。單斜帶上，地下水比較豐富，水動力活動較強。單斜帶北部火燒溝組地層大面積出露，地表水與大氣降水滲入並沿地層傾斜方嚮往南西方向滲流，水壓梯度為16～17m/km，由於地下水流動，油-水界面發生傾斜，傾斜度為125m/km，白東地區變緩為126m/km。地下水順地層傾向流動，阻擋了油氣在浮力作用下繼續向地層上傾方向運移，形成懸掛式水動力圈閉油藏(圖5-68)。油田水礦化度沿下傾方向逐漸升高，由2.8g/L增高至5.59g/L。

圖5-67 韋特油田構造圖和橫剖面圖

(據Hubbert，1953)

圖5-68 單北油田水動力圈閉油藏圖

(據胡見義等，1991)

水動力圈閉油氣藏，同非滲透或弱滲透岩層配合封閉而形成的實例，在加拿大的阿爾伯達盆地(見圖1-9)、美國的聖湖安盆地等均見及。

綜上所述，在地下水靜止條件下，使油氣移向圈閉的是垂向和平行運動力的結果。如果地下水在運動，會使油氣的勢能面發生傾斜。在同一儲集層內，當水動力強度增大時，作用在流體質點上的各種力(包括浮力、重力、水動力)不再是垂直和水平的，而是偏離各自的垂線，由於密度的差異(水的密度大於油和氣)，使水、油、氣運移方向不同，速度不一，運動規模不等，為三者分離創造了條件。在三維空間中，每一種流體的合力向量均垂直自身的等勢面，沿著自身勢能減小的方向流動。當油氣在自身的低勢區停留並聚集起來時，使在靜水條件下不存在圈閉的區域或由於地下水向含水岩系下傾方向流動，促使油氣等勢面發生傾斜和彎曲的部位，形成水動力圈閉油氣藏。

⑩ 水動力油氣藏的特點和主要類型

水動力油氣藏最重要的特點是油水 ( 氣水) 界面是傾斜或彎曲的。

根據水動力封閉的特徵及目前已有勘探成果，可將水動力油氣藏分為: ①構造鼻或階地型; ②單斜型; ③純水動力型 3 種基本類型。此外，背斜型水動力和向斜型水動力可能都是復合油氣藏。

(一)構造鼻或階地型水動力油氣藏

這種構造在靜水條件下不閉合，不能形成圈閉。但在向儲集層下傾方向的流水作用下，油水(氣水)界面發生水流方向傾斜或彎曲，且滿足α₁＜θ_HC/w＜α₂時，就會在構造鼻或階地的傾角變化處(α₁為低傾角、α₂為高傾角)形成閉合的油氣低勢區(圖4－42)。美國得克薩斯州的韋特油田(圖4－43)可以作為該類油氣藏的實例。

圖4－42 鼻狀構造型水動力圈閉形成機理示意圖(據Hubbert，1953)

(二)單斜型水動力油氣藏

對於單斜岩層來說，沿傾斜方向的滲透性常有變化。水沿儲集層向下傾方向流動時，通過滲透性不同的地段，流速會發生相應的變化，從而使等勢面的斜度發生改變。在滲透性差的地段，水流速度加快(在單位時間通過流量不變的條件下)，等勢面的傾斜度變陡;而在滲透性較好的地段，流速慢，等勢面傾斜度緩。這樣在滲透性較低、等勢面變陡的地段，可以在儲集層頂面造成閉合的油氣低勢區，即圈閉(圖4－44)。

圖4－43 美國得克薩斯州的韋特油田(據Adams，1936)

圖4－44 油氣等勢面傾斜度變陡而在單斜層中形成的水動力圈閉(據Hubbert，1953)

( 三) 純水動力型油氣藏

這種油氣藏的圈閉是由單一的水動力封閉所形成。美國阿帕拉契亞百英尺砂岩中的透鏡型砂岩體圈閉可能屬於這一類型。該層為一巨厚砂岩 ( 百英尺砂岩) ，由於岩性不均一，形成局部高孔隙、滲透性透鏡體，水在其中流動時速度不均一，造成等勢面彎曲，使其中高滲透性透鏡狀砂體完全被高勢面所封閉形成圈閉，油氣產於這種高滲透砂體中( 圖 4 － 45) 。

圖 4 －45 美國阿巴拉契亞百尺砂岩中油氣藏剖面示意圖( 轉引自陳榮書，1994)

通過上述不同構造背景下水動力油氣藏的介紹，可以得出: 地下水向儲集層下傾方向流動時，使得油氣等勢面發生傾斜或彎曲，是造成水動力圈閉的主要營力和原因。但在不同類型油氣藏中，它們所起的作用和具體方式是有差別的。凡是在地下流水作用 ( 水頭梯度變化) 下，由傾斜或彎曲油氣等勢面單獨或與非滲透性岩層聯合封閉而形成的圈閉，都稱為水動力圈閉。水動力圈閉與構造、地層圈閉相比，沒有確定的位置，圈閉的具體位置取決於水頭梯度的變化。但水動力圈閉的位置也不是完全無規律的。一般來說，在儲集層傾角、岩性變化帶存在向下傾方向流水時，容易形成水動力圈閉。

在流水作用下可使儲集層中某些原先不存在圈閉的地方出現新圈閉，這在油氣勘探中是個值得引起注意的問題。